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【關鍵字】電力交易 電網互聯輸送 運輸問題 經濟效益 合作博弈 魯棒性
一、引言
電力交易與運輸是運籌學中運輸問題的一種典型運用。應該說電力交易管理是公司生產經營工作中的重點，直接關系到公司業務的最終體現，設計公司的核心利益，具有重要的研究意義與價值。電力輸送指由發電廠或電源由某處輸送到另一處的一種方式，由于早期技術不成熟，電能輸送多采用直流輸電，而后期逐漸演變成交流傳送，相信以后技術成熟，會出現更加合適的電能傳輸方式。實質上，電力跨距離輸配是一類具有特殊約束的運輸問題，由此，文章從運輸問題角度對電力交易和輸送研究進行文獻梳理和總結與展望。具體從如下幾個方面進行闡述。
二、電力交易及電網輸送互聯商業化
1.國外的電力交易及電網輸送研究
20世紀90年代以來，在國外，PANTO(S) M 和 GUBINA F[1]研究了電力輸送分配因素對于電力交易服務定價的影響；KRASENBRINK B 和 PRIBICEVI C B[2]等就競爭激烈的市場中的綜合規劃發電和交易進行了研究；2002年，NGUYEN D H M 和 WONG K P[3]則研究了自然條件下的動態電力均衡狀況和多均衡的競爭力市場。
Rau N[4]指出想要提出一整套標準化的設計方案，在當前是不現實的，并列舉了許多暫時無法很好解決的問題，包括形成的區域輸電組織與原有價格體系的沖突問題，規劃統籌問題，輸電過程中費用分攤問題，阻塞管理問題等等，并分析了可能的實用性舉措。Ilic M[5]的研究描述了覆蓋多個電力市場的跨區域輸電組(IRTO)的組織設計構思。Khal Le[6]介紹了發電公司在區域輸電組織模式下，如何進行報價。Li Chaoan 、Fu Shuti和Yi Su[7]則介紹了區域輸電組織中實時平衡市場的優化和組織，用基于改進單純性的線性規劃算法來計劃市場出清價格。Erli G[8]基于非合作博弈模型，分析了多區域電力市場下定價和系統運行的模型。Yoon X、Collison K和Hie M[9]共同，描述了在考慮各個區域是獨立市場，且具有獨立的價格體系的情況下，如何在多區域互聯系統中確定電能傳輸服務價格。
總體來看，國外有關電力市場交易及輸送的文獻研究主要集中在如何將區域電價作為輸電系統阻塞管理的手段，認為市場的收益將不僅僅局限在解除阻塞這樣的問題上(KENT S、MARK H S、JORGE V，2004)[10]，而更需要依靠更多的基礎投資，比如STAMTSIS G C 和 ERLICH I[11]提出要通過合理的發電廠投資及運營來獲得收益。一個好的市場設計必須能避免傳輸約束之間的博弈，因為這個問題在管制系統里不會遇到。
目前，國外電力市場已發展到一定的成熟階段，研究的重點已放到轉運費用的分析計算上。
2. 國內的電力交易及電網輸送研究
1998年，鐘金[12]在其學位論文《電力市場條件下的交易分析與發電計劃》中闡明了要在結合國外電力市場實踐經驗和中國電網互聯初步商業化運營經驗的基礎上，研究探討電網商業化運營應遵循的一些基本原則及其實現方法。文章對電網運行從統一調度到分散調度的變化所引起的系統優化分析方法的改變進行了研究，分析了幾種典型交易分析方法，并提出了兩種可用于不同情況的交易分析與決策模型。同時，文章分析了中國互聯電網在向商業化運行方式轉變的過程中出現的一些問題，并針對這些問題提出了可能的解決辦法。
由于文章理論算法性較強而忽視了模型在現實中的具體應用實際情況，而體現出一定程度的不足。但是，文章在中國電網輸送的互聯商業化運營模型方面，仍帶給學術界和國家以巨大的理論意義與現實意義。
Wei guo Xing [13]介紹了中國第一個跨區域電力交易的市場――三峽市場的前景，討論了市場可能的組織結構，提出了未來中國電力市場主要為國家電力市場和區域電力市場的兩層市場結構。王芝茗和馮慶東[14]給出了一個解決區域電力市場有約束實時調度的實用方法――等值發電機成本增量曲線法，以應用于區域電力市場輸電服務決策。柏瑞，劉福斌，李燦等三人[15]提出了直接考慮網絡約束的交易計劃新方法，通過引入發電貢獻因子和負荷汲取因子解決多級電力市場中存在的協調問題，并針對雙邊交易的特點，采用交易矩陣的方式建立了區域電力市場中Broker系統制定交易計劃的數學模型。曾鳴和劉敏[16]針對我國目前的六大區域互聯電網在形成區域性電力市場過程中面臨的價格問題，通過借鑒國外經驗，尤其是發展中國家的經驗，并結合我國實際，分析研究促進我國區域電力市場形成的價格方案及調控機制。主要內容包括：躉售電價、包含轉供和開放輸電通道在內的輸電價格、電力庫運營模式、各類合同以及電力市場價格風險等方面。劉坤[17]則針對區域電網公司所擁有的調峰電廠在電網安全運營和平衡市場需求兩個方面的重要作用，運用委托一模型，對電網公司和調峰電廠間最優合同模型進行設計，證明在對稱信息條件下，當委托人是風險中性而人是風險規避型時，該最優合同能夠達到帕累托最優風險分擔和帕累托最優努力水平；電網公司可以在保證整個電網運營的安全性和穩定性的同時實現電網整體的利潤最大。
王紅蕾和魏一鳴（2007）[18]結合南方互聯電網的實際情況，在滿足電力撮合交易的條件下，運用貪心算法中的任務時間表方法分析了現行模擬電力市場中購售雙方存在”就近購買”的行為，指出經濟利益的分配是重要因素，并提出了具體的建議。這一點較之前的各類文獻已經有很大進步，然而在理論應用和經濟管理中的博弈思想體現的仍不明顯。
進一步地，他們對南方互聯電網從形成之初便開展商業化運營過程中，各主體行為進行了研究，認為只有對每一次電力交換所帶來的利益進行合理的分配，才能調動區域電網的積極性，但是如果不真正實現利益共享，互聯運行就難以實現（王紅蕾，魏一鳴，2007）[19]；并指出聯網效果不佳不是技術上的原因，而是由于在統一電力市場電能交易中存在著整體和局部利益的沖突。省間電力交易的價格應經過嚴格的經濟調度和交易計劃分析后確定，送電端所獲利潤應與受電端分享，依靠市場博弈來解決問題。而為了求出“購電整體最優”方案，文章運用了帶權擬陣的貪心算法。
曾鳴、孫昕和張啟平[20]考慮到我國電力系統管理和調度的實際情況，指出互聯電網效果不大的深層次原因是電力運輸在價格形成機制上和區域電力市場管理體制上的問題。在區域電力市場內省間電網的電力交易中，主要是由于管理體制的缺陷形成鏈式反應，引發一系列的矛盾和沖突，進而影響了各方參與跨省網交易的積極性。
由上述文獻看來，我國的電力市場交易和電網輸送研究還剛剛起步，國內確實有學者針對具有輸電網絡約束的電力市場模型進行了分析和研究，但是在輸配電市場的建立與完善還有許多工作要做。電力交易與電網互聯輸送中存在著巨大的經濟效益潛力，如何同時調動電網內供給者與接受者的積極性，充分發揮互聯電網的效益，實現運輸問題的最優，是目前的理論研究亟需解決的重要問題。
3. 中國的電力交易與跨區域電網輸送――西電東送
“全國聯網、西電東送、南北互供”是國家電力公司十五規劃的工作重點。
史連軍、韓放和張曉園[21]在2001年的《互聯電網電力市場運行模式的研究》一文中研究了建立以運輸問題理論為基礎的互聯電網電力交易的機制，促進東西部地區間的電力交換，優化資源配置，獲取聯網效益，迫在眉睫。他們針對互聯電網電力市場運行模式，分析了互聯電網的效益，提出了組織互聯電網電力交易的三種基本模式，并討論了電力交易類型和價格，研究出了互聯電網聯絡線的調頻與控制模式。這一文獻，對運輸問題在中國電力交易市場與跨區域電網輸送領域的理論研究和中國西電東送工程在現實中的運用具有重要意義。
隨著西電東送工程的推進，國內學者對區域電力市場的研究與實踐也在不斷深入，調度、定價、規劃、公平合理的費用分攤與利益分配等已成為跨區域電力市場化交易的主要問題。
2007年，馬文斌[22]在前人研究的基礎上，在其《跨區域電力市場電力交易及管理研究》的學位論文中通過分析比較國外電力市場化進程，借鑒國外電力市場構建的成功經驗，結合我國電力工業運營實際，系統地研究了我國跨區域電力市場的框架和運營的理論與方式，分析了在不增加電力需求側用電成本的前提下增加電力企業收益、進而加強電力行業管理、實現和諧電力輸送的一個重要思路。文章真正實現將運輸問題從理論到實際的運用，對我國的“西電東送”事業擁有重要意義。
針對以上文獻對中國西電東送工程研究的貢獻和尚存不足，專家和學者在今后還需要在優化資源配置、實現最大經濟效益、完善電力輸送調度方式和管理模式等方面加以重點研究。
4. 運輸問題在民營電力交易與輸送中的應用研究
在我國民營的電力交易與電力輸送網絡中，民營送變電工程企業是電力行業內電網基建的施工方。而運輸則是整個系統中具有增值效應的環節之一，在競爭激烈的行業背景下，提高運輸效益是該類企業發展的必然要求，也是我國民營電力交易發展和提高經濟效益的必然要求。從運籌學中運輸問題的角度出發進行統籌規劃，該類企業可考慮從以下幾方面進行相關改善：建立管理信息系統；制定合作博弈的合理運榆計劃；合理結合多種運榆方式和路線等。
基于上述實際經濟意義，韋琦和劉秋蘭[23]發表了論文《民營送變電施工企業的運輸問題研究――以廣東某送變電工程有限公司為例》，論文以廣東某送變電工程有限公司為例，用運籌學的理論與思想，對民營送變電工程企業的運輸問題進行了深入探究。其旨在探討從運輸問題方面提高該類企業經濟效益的途徑，從而提高整個民營電力交易網絡的經濟效益，為我國民營電力交易和輸送網絡整合出合理可行的運營方案。
總體而言，由于電力交易與輸送在民營企業中的應用實際較少，因而關于運輸在此類民營企業的電力輸送中的研究文獻也較少，盡管其運用可借鑒國家宏觀的跨區域電力交易與輸送，但是由于微觀個體的差異性與獨特性，不同民營企業中的電力交易與輸送仍存在差異。基于此，學者在今后的研究中，應在對民營企業有個體獨特性的分析上，具體問題具體分析，為不同類型和規模的民營企業提供適合其發展的電力輸送方案。
三、電力輸送中的合作博弈
目前已有一些學者運用博弈論對區域間交易決策優化進行了研究，包括Jukka R 、Harri E、Raimo P H、Bai X 、Shahidehpour S M、Ramesh V C、Tan X和Lie T T的合作與不協作情況下雙邊電力交易決策的研究[24-26]。J.Cardell、C.hitt和W.Hogan[27]提出電力市場并不是一個能夠實現完全自由競爭的市場。發電廠和大用戶都具有一定市場力，如果放任市場成員在市場中自由交易，將導致市場交易秩序混亂，市場價格失控，嚴重影響區域經濟的協調發展。 Hirsch P、Lee S、Alvarado F 、Mares A Bolton Zammit、David J Hill和R John Kaye[28-30]等人則認為電力市場化的改革以及區域電力市場的建立應該結合現狀，在現有調度和交易機制的基礎上，利用市場的手段和方式，改進、完善和規范現有的調度和交易機制，而不是重新設計和建立一套全新的機制，使電力市場化改革給電力系統帶來的安全隱患降到最小。
在費用分攤方面，D．Chatttopadhyay[31]首次在國際上提出應用Shapley值來分攤聯網效益，隨后，J．W. Marangon Lima、M．V F．Pereira和J．L．R．Pereira[32]提出運用同樣的原理分析輸電費用，而Y Tsukamoto、I.Iyoda和 J．E F．Wu[33-34]則研究了輸電線路擴建成本的分攤原理。D．Chattopadhyay和 B．B．Chakrabarti[35]提出了無功網損的公理分攤方法，研究了輸電成本的公理分攤等。
隨著我國電力行業體制的改革，形成了利益主體多元化的分散管理格局。王先甲和李湘姣[36]提出，在這種格局下進行電網互聯，就可能產生決策主體與多利益主體之間的利益沖突。電力跨區域交易決策時的特點是相應聯絡線的傳輸極限必須計及，以及相應輸電費用必須計及，并應計算區域間交易帶來的各種效益的量化值，以確定最優交易量、價格及時間。
一般來說，運輸問題只能解決一個可以控制調度的運輸系統，實現該系統中的運輸優化。運用于電力系統中，由于市場機制和自由競爭，一個較大的電網布局系統通常是由若干子系統所構成的，并且這些子系統相對于大系統來說通常是獨立的（不論從經濟上還是行政上來看都是如此）。因此，在一個大的電網布局系統中，例如地區或全國等，盡管可以建立運輸問題的優化模型并采用運籌學中的方法求得最佳調運方案，但是，這些最佳調運方案通常是無法實現的。因為全局最佳調運方案可能會損害一些在市場機制下具有優勢的子系統的利益，給一些弱勢的子系統帶來額外獲利。另一方面，全局最佳調運方案與市場機制下的自由競爭原則相違背，由于大系統不能控制子系統的調度，所以，必然會有一些子系統拒絕全局最佳調運方案。因此，在考慮運輸費用或營運盈利時，每個子系統都會為了自身利益而局部地優化本子系統的調運方案，當從而破壞整體的帕累托最優性。
針對這一問題，張建高，鄭乃偉[37]曾有所探究，他們在《合作博弈與運輸優化》（2002年7月）中從博弈論的角度分析了區域性大系統中的運輸問題，考慮了在這種運輸系統中，由于各個子運輸系統之間的相對獨立性和彼此之間的競爭，采用運籌學中通常的運輸問題模型是無法使這樣的一個運輸系統達到最優狀態的。
這一文獻從理論和實踐的分析中證明出，要在區域性運輸大系統中實現運輸問題的最優解，允許各子運輸系統之間結盟是必要的。遺憾的是，盡管此文已經初步闡明了博弈論在電力運輸中的重要應用價值極其應用方法，但是它仍然沒有擺脫理論算法的限制，也沒有將運輸問題與現實的管理問題、經濟問題所結合。具體來看，表現在仍然遺留了關于運輸合作博弈的兩個問題：
（1）如果公共銷地假設條件不成立，即至少有一個子系統壟斷某個銷地，運輸合作博弈的特征函數還滿足超可加性嗎？
（2）對于運輸合作博弈，是否存在一個線性規劃或某種較好的算法，能同時求解全局運輸問題最優解和運輸合作博弈的核心，或者最小核心，或者核仁。
馬文斌、唐德善和陸琳[38]分析了互聯電網的特點和問題，指出跨區域互聯電網合作的必要性，并結合運輸問題的思想，運用博弈論構建了基于多人合作對策的互聯電網合作對策模型，并采用核心法、Shapley值法和簡化的MCRS法等分配方式進行了算例分析，探討了不同計算結果的寓意。結果表明，博弈合作對策模型可以更好地體現各合作電網之間的相互影響，使得電力分配運輸結果較傳統方法更為合理，可以較好地應用于互聯電網電力交易的優化決策。據此，他們發表了《基于合作博弈的互聯電網電力交易優化分配模型》(2007)。
孔祥榮，韓伯棠[39]在其論文《基于合作博弈的運輸分配方法》(2010)中指出，要按照合作博弈規則劃分計算運輸網絡的夏普里值，提出了新型的運輸分配方法。而在對物資進行科學分配的同時，綜合考慮了運輸資源的合理利用和成本最優，便于利益相關者形成穩定的合作同盟。
綜合上述文獻來看，基于合作博弈的電力運輸分配方法超越了單純追求費用最小或時間最短的傳統原則，從管理角度合理利用各方資源，優化運輸成本，同時達到穩定和均衡，真正實現了以管理學與經濟學的完美結合。
四、魯棒性在電力交易與輸送中的體現
盧強、王仲鴻和韓英鐸[40]指出，在現有的電力系統魯棒控制策略中，有些是以單機無窮大系統為模型進行設計，但由于缺乏各個控制器之間的協調從而形成了“各自為政”的局面，達不到理想的控制效果。而另一些是以大系統整體模型為基礎，以預先選定各控制器的結構作為約束條件而得到。理論上按這種方法所設計出的各子系統控制規律可使得總體性能指標在給定控制結構條件下達到最優，但當系統較大時，計算量可能無法接受。
張文泉、董福貴、張世英和陳永權[41]進行了發電側引入競爭機制，使發電廠如何組合、發電資產如何重組成為電力市場的重要研究課題。研究敘述了近年來，在電源規劃過程中，負荷需求、發電成本等許多因素日益呈現不確定性，制定發電規劃必須考慮這些不確定性因素，從而使發電組合成為魯棒性組合，即為《電廠魯棒性組合研究》(2003)一文。他們的研究表明了，電廠魯棒性組合的發電成本對不確定因素變化不敏感或反應遲鈍，這不僅真正充分反映出電廠組合魯棒性的真實內涵，也充分說明電廠組合魯棒性研究的現實意義。
陳卓、李少波及郝正航[42]的《復雜電力系統魯棒性協調控制研究》(2008)針對現有的電力系統魯棒控制策略中存在的不足，提出了將關聯測量控制理論與魯棒控制相結合的控制策略。
魯棒性在運輸問題中的運用體現研究是一個比較新穎的課題，以往的研究大多強調系統內的控制策略和組合等，而對魯棒性與經濟效益的關系研究較少。專家和學者今后可就此方面進行進一步深入探析。
五、總結及展望
運輸問題在電力方面的運用已經得到國家和各類民營企業的普遍重視，如我國的西電東送工程就是最好的例證。此前國內外專家和學者也已經對電力交易及電網互聯輸送、電力輸送中的合作博弈理論和魯棒性在電力交易與輸送中的運用等各方面問題進行了研究。
對于運輸問題在跨區域電力市場交易中應用的研究，在國內外都屬于較新的課題。結合我國的特點，目前的研究和分析基本符合我國廣大區域電力交易和輸送的實際，對于建立和完善我國區域電力交易及電網輸送理論，和進行跨區域電力市場交易研究具有一定的指導意義。但是，從整理的文獻中，可以看到，當前的研究內容普遍比較零散，缺乏系統性和深度。主要表現在以下幾個方面：
1.未能提出系統、具體、實用的跨區域電力交易體系、價格機制和跨區域輸電費用分攤方法。
2.對于跨區域電力市場交易過程中的電力需求、尤其是長期需求的預測沒有相對比較精確的方法。
3.對于供電企業管理的研究較少，沒有在電力體制改革逐漸深化的情況下從供電企業內部管理上迸行深入分析研究，也沒有對直接參與電力市場的電力大用戶的管理機制進行深入研究。
由此可見，運輸問題在我國跨區域電力市場的研究還有待進一步的深入。尚需要進一步研究的內容有主要以下幾方面：
1.在跨區域電力市場運行過程中如何限制與消除地方保護主義和寡頭主義對跨區域電力交易的障礙與影響。
2.怎樣保證跨區域的電力市場交易規模與各個區域電網的發展相協調。
3.在根據適度超前及成本效益原則不斷擴大聯網規模的同時，怎樣保證跨區域聯網工程的整體經濟性。
另外，魯棒性在電力運輸中的體現是運輸問題在電力交易與輸送領域運用的另一個研究方向與要點。在當前學術界研究的基礎上，若能更加深入地對其進行實際運用上的探究，明晰系統魯棒性與經濟效益的深層關系，則能給中國的電力運輸界帶來更大的經濟效益。
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國外電力雙邊交易主體構成情況分析國外電力雙邊交易的主體包括:交易性主體和非交易性主體。國外典型國家電力雙邊交易的交易性主體一般包括:發電商、售電商(包括躉售商和零售商)、中間商(包括交易商和經紀商)、終端用戶;而國外電力雙邊交易的非交易性主體一般包括:輸配電服務提供商、交易管理機構與調度管理機構。在交易性主體方面，各國交易性主體的多樣性主要體現在電力雙邊交易的中間環節，即售電環節。在售電環節，各國參與主體主要包括:售電商和中間商。售電商主要是指通過與其他交易性主體簽訂雙邊合約，進行電力轉運的市場主體，售電商主要包括躉售商和零售商;中間商主要指為促成電力供需雙方雙邊交易的達成，從事電力轉買轉賣，或起居中撮合作用的市場主體，中間商包括交易商和經紀商。售電商與中間商最大的區別在于:售電商一般擁有自己的輸配電網絡，而中間商則沒有自己的輸配電網。在非交易性主體方面，各國非交易性主體的多樣性主要體現在調度管理機構與交易管理機構的設置方式以及交易管理機構的細分上。目前，各國電力雙邊交易調度管理與交易管理的機構設置方式主要分為兩種:一種是調度管理機構與交易管理機構分開設置;另一種是調度管理機構與交易管理機構統一設置。而部分國家對電力雙邊交易的管理機構又進行了細分，包括:電力金融交易管理機構、平衡交易管理機構等。國外電力雙邊交易的交易種類分析隨著各國電力工業市場化改革的逐漸深入，各國電力雙邊交易種類也日漸多樣化。總體來說，根據劃分規則的不同，各國電力雙邊交易的種類可以分為以下幾種:按交易的地域跨度劃分，各國電力雙邊交易可以分為:跨國雙邊交易、跨區(省)雙邊交易、區域(省)內雙邊交易;按交易的時間跨度來劃分，各國電力雙邊交易可以分為:遠期雙邊交易、日前雙邊交易;按交易的主體劃分，各國電力雙邊交易方式可以分為:發電企業與電網企業的雙邊交易、電網企業之間的雙邊交易、發電企業與用戶的雙邊交易、電網企業與用戶的雙邊交易，以及發電企業之間的雙邊交易;按交易標的劃分，各國電力雙邊交易可以分為:實物雙邊交易和金融雙邊交易、電量雙邊交易和容量雙邊交易;電能雙邊交易和服務雙邊交易(包括輸配電服務、輔助服務等)。國外電力雙邊交易的交易方式分析按照交易組織方式劃分，國外電力雙邊交易的交易方式可以分為:集中撮合(場內)交易和OTC(場外)交易;按照交易達成方式劃分，國外電力雙邊交易可分為:基于物理合約的雙邊交易和基于電子平臺的雙邊交易。集中撮合雙邊交易主要是指在交易場所內達成的，由交易管理機構“牽線搭橋”，受交易管理機構監管的雙邊交易，集中撮合交易一般都有標準化的合約。OTC雙邊交易主要是指在交易場所外，由雙方自由談判達成的雙邊交易，有標準式的合同也有根據雙方需要特別訂立的合同。在發達電力市場國家的電力雙邊交易中，OTC交易一般占比較大;而在電力市場尚未完全成熟，市場化程度不高的國家，OTC交易一般占比較大。國外典型國家OTC交易大致比例為:英國:65%;美國PJM:70%;美國德克薩斯:80%;澳大利亞:65%;俄羅斯:30%;北歐:60%。隨著各國信息技術的發展，基于電子平臺的電力雙邊交易越來越普遍，特別是對于短期電力雙邊交易，電子交易平臺的優越性更加凸顯。在英國，超過80%的年度內雙邊交易都是通過電子平臺達成的。2．4國外電力雙邊交易機制分析國外電力雙邊交易機制包括:組織機制、平衡機制、價格形成機制、風險防范機制。隨著各國電力工業市場化改革的不斷深入，各國分別從組織機制、平衡機制、價格形成機制、風險防范機制4個方面不斷完善電力雙邊交易機制。
典型國家電力雙邊交易模式對我國的啟示
提高電力雙邊交易的靈活性，促進電力雙邊交易的大規模開展國外經驗已經證明僅僅依靠交易管理機構的“牽線搭橋”很難保證大規模電力雙邊交易情況下市場的運行效率。為此，各國紛紛在在電力雙邊交易的售電環節引入中間商從事“轉買轉賣”和“居中撮合”，降低了交易成本，提高了市場的流動性，從而促進了各國電力雙邊交易的大規模開展。目前，我國已開展的電力雙邊交易尚存在市場主體交易積極性不高，缺乏交易自主性等問題。適時引入中間商，對提高市場交易主體的積極性和自主性，進而促進我國電力雙邊交易的大規模開展具有重要意義。明確各參與主體的責權義務，有利于實現電力雙邊交易全面、規范的管理，提高管理效率國外電力雙邊交易中涉及主體較多，因此，各國電力市場對主體的準入、主體應承擔的責權義務進行了明確的規定。各交易主體在交易過程中履行相應的義務，由此保證了市場的有序運行。我國開展電力雙邊交易的過程中，有必要借鑒國外電力交易主體的管理模式，設計符合我國實際國情的規定，有效約束交易主體的行為，確保市場的規范化運作。國外雙邊交易種類構成對我國的啟示(1)大力推進跨區(省)電力雙邊交易的開展，實現資源大范圍優化配置通過對國外典型國家的電力雙邊交易的分析可以看出，各國跨區(省)電力雙邊交易占雙邊交易的比例較大。英國主要有英格蘭—威爾士跨區交易;澳大利亞則是通過更大范圍內的雙邊交易建立起了國家電力市場;美國主要依托其區域電力市場，大力開展跨區電力雙邊交易;北歐四國則依靠統一的交易管理機構(NordPool)，積極開展跨國電力雙邊交易;歐盟則建立其統一電力雙邊交易市場。目前，我國已經開展的發電企業與電力用戶雙邊交易主要局限于各省的地域范圍內。以省為單位的電力雙邊交易既不利于各區域內資源的優化配置，也不利于“西電東輸”“南電北送”等國家能源戰略的貫徹落實。隨著我國電力供需緊張狀況的緩解，各發電企業為實現較高的發電設備利用小時，都希望在本省以外開拓市場，要求參與跨省、跨區電力交易;用電企業也希望打破地區界限，在更大范圍采購電力，降低生產成本，規避經營風險。因此，我國應當借鑒國外經驗，發展跨區(省)電力雙邊交易，實現我國電力資源更大范圍內的優化配置。(2)積極開展不同時間跨度的電力雙邊交易，充分利用不同時間跨度下電力雙邊交易之間的套利關系，規避相應的市場風險通過對國外典型國家電力雙邊交易開展情況的分析，我們可以看出各國根據交易時間跨度的不同，建立了不同的電力雙邊交易。各國的電力雙邊交易按照時間跨度可以分為:中遠期雙邊交易和日前雙邊交易。通過賦予各交易主體對于不同時間跨度下各類電力雙邊交易的選擇權，市場中的各個交易主體可以充分利用不同時序下各類雙邊交易之間的經濟套利關系，規避市場中價格風險。目前，我國的電力雙邊交易種類單一，主要以中長期交易為主，缺乏近期甚至是日前的雙邊交易，這使得我國電力雙邊交易市場流動性不足。因此，我國應當盡快完善電力雙邊交易的時序種類，提高市場流動性，規避市場價格風險。(3)適時開展電力金融雙邊交易，利用金融工具確保市場的穩定運行國外典型國家電力金融雙邊交易主要分為:期貨交易、期權交易與差價合約交易。國外典型國家電力雙邊交易開展的情況可以看出，各國普遍建立起了電力金融衍生市場，廣泛開展電力金融雙邊交易，電力金融雙邊交易量占總交易量的比例較大(以澳大利亞為例，該市場的期貨交易量占NEM物理能量交易總量的22%)。期權、期貨等金融產品的引入為市場參與者管理電力市場的風險提供了有價值的工具。目前，我國尚未開展電力金融雙邊交易，各市場交易主體缺乏規避市場風險相應的金融工具。隨著我國電力工業市場化改革的深入，我國電力市場運行方式將更加靈活，市場參與者將面臨更大的交易風險，因此我國應當借鑒國外經驗，適時引入電力金融產品，開展電力金融雙邊交易，確保未來我國電力市場的穩定、高效運行。國外電力雙邊交易達成方式對我國的啟示(1)在雙邊交易開展初期，應主要開展集中撮合的電力雙邊交易根據以上對各典型國家電力雙邊交易開展情況的分析可以看出，在英國、美國等發達電力市場國家，電力雙邊交易主要為OTC交易;而在俄羅斯等電力市場欠發達國家，主要開展集中撮合的電力雙邊交易。在電力雙邊交易開展初期，各項配套機制尚不完善，雙邊交易面臨著信用風險等諸多風險，因此應當大力開展場內雙邊交易，充分發揮交易管理機構的監管作用和信用保證作用，確保電力雙邊交易的順利達成。而在電力雙邊交易的成熟階段，各項配套機制均已建立，各市場主體均已相互熟悉，此時應當鼓勵場外雙邊交易，以提高交易的靈活性和市場的流動性。目前，我國尚處于電力雙邊交易大規模開展的醞釀期，各項政策法規與相應的配套機制亟待完善。因此，在交易方式的選擇方面，應在現階段開展以集中撮合為主的場內交易，而在電力市場成熟階段適時開展OTC交易。(2)加強電力雙邊交易電子平臺建設，提高電力雙邊交易的信息化水平電力雙邊交易的順利進行，需要以大量的數據信息為支撐，電子平臺中技術支持系統的建設是交易市場中不可或缺的環節。在電力雙邊交易市場成熟階段，雙邊交易的類型將日趨多樣化，更需要通過電子平臺建設以提高雙邊交易效率。電力雙邊交易過程中所涉及的數據申報、負荷預測、合同管理、交易計劃的編制、安全校核、計劃執行、輔助服務、市場信息、考核與結算等環節均需要通過相應的技術支持系統完成。這些系統包括:能量管理系統、交易管理系統、電能量計量系統、電能量考核與結算系統、合同管理系統、報價處理系統、市場分析與預測系統、交易信息系統、報價輔助決策系統等。借鑒國外經驗，我國在電力雙邊交易開展過程中應當高度重視電子平臺建設，通過制定電力雙邊交易技術支持系統的實施方案、發展目標和運營規則要求，保證技術支持系統的實用性和適應性，提高電力雙邊交易的信息化水平。國外電力雙邊交易機制對我國的啟示(1)優化交易管理機制，促進電力市場和電力系統健康發展國外電力雙邊交易的執行過程中，維護電網安全穩定運行，是電網企業、購售方、售電方共同的社會責任。北歐和英國的電力市場交易機構和電網調度機構在形式上相互獨立，但由國家電網調度機構主導電力平衡市場。電網調度機構(系統運營商)主要負責平衡服務而不參與正常的市場交易，有效避免了電網作為自然壟斷環節參與經營可能產生的不公平行為。借鑒國外經驗，我國在開展電力雙邊交易過程中，應充分把握各相關主體的職責義務，做到分工清楚、權責明確，為市場參與者搭建公平合理的責任風險分配關系。(2)建立高效的平衡機制，確保各類雙邊交易的有序開展從國外典型國家電力雙邊交易開展的情況可以看出，電力雙邊交易過程中因供需形式變化、聯絡線約束等客觀原因導致合約無法順利執行，而出現交易不平衡的現象，需要引入平衡機制，處理雙邊交易達成與執行過程中出現的電力電量不平衡，包括由發電企業、用戶或輸配電服務等環節引起的不平衡問題，提高市場運行效率。我國目前雖然已經進行了發電側的集中競價試點，但真正意義上的基于市場的平衡機制尚未建立。因此，隨著電力雙邊交易建設的提速，我國應適時建立電力現貨交易市場(實時市場)，以之作為電力雙邊交易市場的補充，提高雙邊交易市場的運行效率。(3)明晰輸配電價與輔助服務價格，保證電力雙邊交易的公平開展電力雙邊交易真實價格的發現有賴于明確、清晰的輔助服務與輸配電價格。通過對國外典型國家經驗分析可知，輸配電價格與輔助服務價格是準確評估雙邊交易成本的關鍵。目前，我國尚未建立合理的價格機制。近年來，國家重點疏導了發電價格矛盾，但輸配電價兩頭受擠的狀況始終未得到合理的解決，電網建設的還本付息和資產經營效益缺乏必要的保障;此外，我國仍未實現輔助服務交易機制的市場化，輔助服務缺乏明確的價格。因此必須盡快推動我國的輸配電價改革，形成市場化的輔助服務交易機制，為我國電力雙邊交易的開展創造條件。(4)充分發揮交易管理機構的平臺作用，避免電力雙邊交易過程的潛在風險從國外典型國家經驗可以看出，交易管理機構在電力雙邊交易過程中發揮重要的平臺作用，如美國PJM市場針對電力實物交易建立了電力交易中心(PX)，針對電力金融交易建立了電力交易所，以此管理市場中的各類雙邊交易。電力雙邊交易的結算大多表現為信用結算，因此對交易雙方信用有較高要求。因此，加強交易管理機構對結算過程的介入有助于提高整個交易的信用等級，有效控制結算風險。在PJM市場，電力交易管理機構不僅為場內雙邊交易提供結算平臺，而且為場外非標準雙邊交易提供了交易、結算服務，并對此類交易的結算同樣進行嚴格的信用管理。若發電商和負荷服務商簽署大額、交割時間長的雙邊交易合同，則往往通過場外結算平臺進行結算，減少交易風險和降低交易成本。電力雙邊交易往往存在較大的信用風險，因此，在我國電力雙邊交易市場建設中，應當充分發揮電力交易中心在雙邊交易、管理、結算等過程中的平臺作用，在交易撮合、信息的基礎上，做好信用管理工作，以保證我國電力雙邊交易結算的公正性，維護各市場交易主體的利益。
結語
關鍵詞：電力市場；雙邊交易；節能減排；效益
在現有的電力運行機制下，我國電力結構需要做出調整，其中重要的一點就是采取節能減排方案。在電力市場雙邊交易過程中，節能減排能促進企業的發展。因此，我國應以市場經濟為依托，合理利用宏觀調控手段，促進雙邊交易的合理化，實現資源的優化利用，促進電力企業效益的提高。
一、協商式雙邊交易模式應用可行性分析
我國電力市場雙邊交易模式主要表現為集中競價式和雙邊協商式兩種。兩種模式各有優缺點。與集中競價相比，協商式雙邊交易模式采用更簡單的操作方式，為客戶提供了較為廣闊的空間，降低了交易成本，這些都促使了協商雙邊交易模式的興起和應用。尤其是對于現階段我國電力市場運行狀態來說，雙邊交易模式的應用具有更高的可行性。具體體現為以下幾個方面：
（1）協商式雙邊交易模式適用于不完善的發電市場交易平臺，有利于現階段我國電力市場交易經驗的積累和運行機制的完善。正確體現了電力市場的差異性，從而幫助客戶做出更加合理的選擇。
（2）協商式的雙邊交易模式促進了市場的穩定，為市場主體之間的長久合作提供了機會。這主要是因為這種交易模式更加自由，符合現階段經濟市場的特點。從而有助于減少市場風險，降低交易成本。
（3）雙邊交易模式目前具有較大但有序的工作量，這使得調度人員的工作更具合理性。同時，該交易模式可對安全性較低的交易進行直接否決，降低了交易風險。基于協商交易模式的可行性分析，我們將針對電力市場與節能減排之間的關系分析其實現節能減排的效益。
二、電力市場與節能減排之間的關系
電力市場建設與節能減排之間相互依托。這主要表現為：電力市場機制的建立為電力企業的發展提供了平臺，使電力資源得以應用，實現電力資源的跨區域和跨流量交易。只有在 電力市場機制完善的前提下，電力企業基于成本的競價交易才具有可行性和高效率性。同時，通過基于資源稅和排污稅等成本考慮的電力市場建設，具有價格優勢，能夠實現資源的合理利用，實現電力結構的調整，從而促進企業的發展。同時，現階段我國節能降耗的潛力與基數年利用小時數的年度合同電量相對應。在電力設施尚未完善的前提下，制定具有差異的電量供給是必要的。這就要求我國電力市場在節能減排的總方針下制定電力市場運行方案。其中主要為兼顧節能發電調度和電力市場建設，在實現節能減排的同時不能放棄電力市場結構調整和電力市場發展。根據市場變化進行合同電量的調整并且采用市場競價方式上網。這是對現階段電力市場不完善所采取的最為有效的措施。在此基礎上，我國電力部分應及時進行電力結構的優化和改革，充分發揮電力市場和政府調控兩種手段。
三、雙邊交易模式的節能減排效益分析
發電權是由當地政府制定并下發的當地年度發電量指標計劃。其中包括電廠在公平競爭中獲得的發電許可。發電權交易通過電量轉讓獲得中長期發展效益，成為電廠中長期合約的一種補充。符合現階段的電力市場發展現狀要求，也是雙邊交易的一種重要表現方式，當然電能雙邊交易模式還包括大用戶直購電交易和跨區跨省電能交易。文章僅針對這幾種交易表現形式對雙邊交易模式下的節能減排效益進行分析如下：
（一）有效降低了發電能耗
通過發電權的制定標準， 可對電源結構進行調整。從而實現高效化的發電模式，充分的利用可再生資源。從而不斷的提高火電機組的技術參數與容量等級， 實現發電能耗的降低。
（二）降低了環境污染
傳統的小火電發電模式每發1kW?h的電就要排放4～7g的二氧化硫，而大機組則將這一數據降低至原來的十分之一。我國人口眾多，正處于發展期，因此用電量大且存在均衡性差。因此發電權的轉讓意味著大量的降低了煤炭開采以及燃燒等過程帶來的環境污染。
（三）有利于促進小火電的關停
通過發電權轉移，實現了我國發電機組從小火電向大火電轉變，小水電向大水電轉變的過程，充分實現了資源的優化配置。小火電的一系列問題要求其必須退出電力市場。與此同時，電力企業的發電機組應逐漸實現大容量、高參數模式。而通過協商雙邊交易可制定有效的發電計劃和有償轉讓，使小火電機組安全平穩的退出電力市場，實現人員分流、轉產以及轉型。同時，小火電的關停有助于資源的有效利用和電力系統運行效率的提高。發電權交易則成為這一過程實現的重要手段之一。與其它交易模式相比，雙邊協商模式尊重了買賣雙方的自主性，對企業自主經營權不造成影響。并且在這種模式下進行小火電關停，可避免相關的社會問題。
四、總結
與集中競價交易模式相比，協商式的雙邊交易模式具有操作簡單、運行成本低等特點，并且這種模式應用于目前狀況下的電力市場。目前，我國的煤炭資源逐漸減少，環境污染比較嚴重，因此實現節能減排十分必要。它能夠為企業帶來經濟效益，降低企業成本。目前，發電權交易、大用戶直購電交易和跨區跨省電能交易這三種表現形式均能夠實現電力資源的優化配置，從而降低電力企業發電能耗，降低非可再生資源對我國環境的影響。（作者單位：國網青海省電力公司調控中心）
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例如，上世紀年代開啟電力投資體制新時代的集資辦電，是在我國長期遭受缺電危機的情況下拉開大幕的。國家統一辦電的歷史由此結束，至上世紀年代末期終于扭轉了缺電局面。
又如，本世紀初以“廠網分開”為標志的新一輪大規模電力體制改革，是在獨立發電企業與垂直一體化管理的原電力系統發生利益沖突的情況下匆匆上馬的，形成的基本格局延續至今。
專家指出，在改革問題上，我國是危機驅動型的社會，沒有危機就沒有進步。電力工業雖然有其自身的物理特性，流通依靠自然壟斷的輸電網絡，發輸供用瞬間完成而不能儲存，然而在危機驅動型社會的大背景下，其改革不能獨免于危機驅動型似也能理解。
但問題在于，危機本身將產生負面影響。電力工業作為關系國計民生的基礎產業，能成為其改革動力的危機力量影響更為巨大。想想國家統一辦電時期的缺電影響以及電力垂直一體化管理后期獨立發電企業的損失，這一點就不言而喻。
“廠網分開”后，人們對進一步推進電力改革的期待十分強烈。國家其實也表達了這樣的愿望，《關于“十一五”深化電力體制改革的實施意見》（〔〕號）應是這種愿望最明確的表現。
但是，電力改革到底沒有能夠向深水區大步邁進，讓期待改革的人們大失所望。
雖然新一輪電力體制改革以來電力工業的成績可圈可點，但更讓人擔憂的是目前改革步伐的停滯，諸多矛盾和問題難以解決。
所以如此，難道是危機程度不夠，不足以推動改革向前邁步？當前，電力行業普遍經營困難，虧損面大，負債率高，煤電矛盾突出，已然危機四伏，還不足以成為進一步改革的充分條件？那么，要等到發生怎樣的危機，才能下決心將改革真正深化？
一位業內人士提出，應當系統分析電力行業長此以往的嚴重后果。這為解決問題提供了一種可資借鑒的思路，給我們以很好的啟發。
為什么一定要等到危機真正發生時才匆忙改革，而不是預見危機提前著手改革？為什么一定要在列車脫軌后才努力搶救，而不是此前做好準備不讓其脫軌？
目前，電力工業規模日益膨大，正如行進中的高速列車，已然不容許發生“事故”，因為“成本”非常高。危機驅動型改革模式必須謀變，提前做好改革工作，不要讓危機像雪球一樣越滾越大。
今年電力監管工作會議提出：推進電力體制改革，健全電力市場體系。但如果不改變危機驅動型改革模式，沒有來自更高層的決心，恐怕一切都很難突破。
當然，電力改革并不是完全獨立的，相關行業的改革需要堅持科學發展觀的根本方法——統籌兼顧。
年電力監管工作會提出“堅定不移地推進電力市場建設，推動電力體制改革”，具體包括四方面內容：
一是繼續推進大用戶直接交易試點。擴大已批復省份的直接交易范圍，完善交易制度。督促有關省份抓緊測算出臺輸配電價標準，指導各地研究制定大用戶直接交易試點方案。
二是繼續推進區域電力市場建設。推進競爭性電力交易市場建設，促進跨省跨區電能交易。探索跨省跨區開展水火替代等各類發電權交易實現形式。推進輔助服務市場化。
【宏觀新聞】
1、上海電力上網電價上調
上海電力（600021）10日晚間公告，自7月1日起，上海市統調燃煤發電上網電價每千瓦時上調1.07分錢，調整后上海市燃煤發電標桿上網電價為0.4155元。根據國家跨省跨區電能交易價格形成機制，公司位于安徽省燃煤電廠的“皖電東送”燃煤機組上網電價每千瓦時上調1.51分錢。
2、保監會：上半年原保險保費收入同比增長23.00%
據保監會網站8月10日消息，2017年1-6月保險統計數據報告出爐。1-6月，原保險保費收入23140.15億元，同比增長23.00%。
0引言
舉世矚目的三峽電站的第1臺機組將在2003年投入運行,2009年全部建成。包括三峽—葛洲壩梯級水電站在內的華中、華東、廣東等電網構成的三峽電力系統的聯合優化調度問題已提上議事日程。
三峽電力系統的分電方案及調度體制已明確:近期,為體現資源優化配置,采用“國家劃定市場,競爭決定電價”的方式,以有競爭力的電價向各地售電;遠期,按照電力市場規則運行,參與受電地區的市場競爭。對2003年～2010年大區間的分電比例也有原則規定。當前的主要問題是:
a.在已定的分電比例下,三峽電力系統如何運行調度是最優的?
b.若各省(市)報價,三峽電力市場管理部門應如何協調價格和分配出力?
c.在以上兩種情況下,典型日的運行方式應如何考慮、協調?協調不當會出現什么問題?
d.各大區電網受電后,調峰和棄水問題能否解決?
e.三峽至各大區輸電線上的送電負荷曲線應該是怎樣的?
這些問題的解決,均需要一個有力的全系統運行模擬計算工具。隨著各地區電網交易市場的成熟,三峽電力系統將逐步向市場化體制過渡,為了研究電力市場下的一些規則、體制和監管交易的公平、合理性,也需要一個全系統的交易市場模擬計算工具。為此,我們開發了一套“三峽跨區電力市場優化調度系統”,用于電力交易市場下的交易和運行決策。目前所說的電力市場下的交易決策,實際上是交易與運行決策的統一[1],是保證安全和經濟性的優化調度[2]。在短期調度中,它是指:系統在滿足各種供電需求、安全、質量等約束條件下(包括需求特性、備用、檢修、用水、機組啟停調峰等),制定發電、輸電和交易計劃,使全系統的社會效益最大,亦即同時完成交易決策和運行優化。
本文將介紹“三峽跨區電力市場優化調度系統”的模型和算法,并用它研究三峽電力系統運行中的調峰、分電方式和電價等有關決策問題。應用中可能有兩種情況。
a.在已知各省(或大區、大機組)報價曲線時,可進行(三級系統)交易市場的模擬。即在已知三峽電力系統可用水量(或來水及初、末來水位)的條件下,進行電力、電量交易分配的計算。
b.在尚不知各省(或大區)報價曲線時,可采用其邊際成本曲線作為報價曲線。因為在完全競爭的市場下,市場價格趨于系統的邊際成本,電廠的報價接近其自身的邊際成本。本系統的市場模擬包括了三峽、大區、省、電廠、機組5級系統,各省(市)的報價曲線可以采用競爭后的省(市)邊際成本曲線。這里只計入了可變成本(電量成本),需要時也可計入容量成本。
1數學模型和算法
為研究三峽電力系統的短期最優運行方式和交易決策,建立了以三峽—葛洲壩梯級水電站為中心,向華東、華中、廣東等大區送電的數學模型。
1.1約束條件
a.三峽有4個分廠,葛洲壩有2個分廠,各分廠有共同的上、下游水庫,分廠的流量和出力相互影響。
b.三峽—葛洲壩間有回水影響,且兩電站下游均有航運約束(出力變化率約束及最小流量約束等),是時間相關的約束。
c.三峽具有季調節特性,葛洲壩具有日調節特性,有相應的上下游水位、發電和棄水流量等上、下限約束。
d.三峽—葛洲壩梯級水電站通過直流輸電線向華東、廣東大區送電,通過交流輸電線向華中送電。三峽至大區間聯絡線上均有日交易電量和功率上、下限(安全、阻塞或出力過程)約束。
e.各大區將電能轉送給各省(市)。各省(市)可以是單一受電商,與三峽有合同日電量或出力曲線約束;也可以是轉送站,下設各類電廠或機組(如火電、水電、核電、抽水蓄能、燃機),考慮了火電的燃料成本、啟停和水電的不同調節特性。各省(市)有自己的負荷,并可從大區直屬廠購電。直屬廠可以是屬于大區電網公司的大水電廠、抽水蓄能電廠或核電廠等,它們可以參與或不參與競價。
1.2目標函數
電力市場下的目標函數是全系統的社會效益最大。在當前條件下,可變為以下兩種形式。
a.全系統總運行費(包括所有電廠、機組的運行成本和輸電成本等)最小。這時,可進行從三峽、大區、省、電廠到機組的5級系統的模擬優化計算。機組可采用成本微增率曲線或報價曲線。
b.三峽—葛洲壩梯級水電站售電收益最大。在電力市場下,若三峽和各省(市)售、購方分別報價使社會效益最大,則可能三峽電量不能全部被吸納。若認為三峽電能按長期規劃的要求售出是國家的利益最大,則在三峽日發電量和大區分電比例一定的情況下,上述目標變為三峽—葛洲壩梯級水電站售電收益最大。這時,可進行三峽—大區—省3級系統的市場模擬計算。省局采用的購電價格—功率曲線可以是數條日等值價格曲線或每小時報價—出力曲線。
1.3算法
可見,這是一個有復雜約束的超大型非線性優化問題,變量維數達4萬多個,沒有現成的算法可以采用。國內外互聯電力系統優化調度中曾用的Lagrange松弛法[3,4]、Bender分解法、D2W分解法等都無法使用。為此,經多年努力,我們研究開發了新的算法和相應的實用軟件,包括:
a.可加速收斂的可行方向法——夾逼可行方向法;
b.利用問題的可分性,將大型線性規劃問題分解的新算法;
c.用于快速求解網絡流子問題的廣義out2of2kilter算法[5],可以從不可行的初始解處開始計算,對迭代計算十分有利;
d.用松弛和分解法處理整數問題的方法。
這一系列新的算法,使這一超大型非線性優化問題變得容易求解;同時,又能適應三峽電力市場模型復雜、多變的要求(如增加供電區,增加航運、交易量約束等)。為了說明該算法和模型在電力市場決策和分析中的作用,我們研究了以下方案(本文算例暫用燃料成本,今后可按上網電價計算)。
2基本方案
該方案的目的是研究在三峽電力系統可用水量(或初、末蓄水量及來水量)和送大區的分電比例一定的情況下,若不計三峽—葛洲壩梯級水電站發、輸電成本,按各省和大區的已有資源、負荷需求及安全(阻塞)條件,三峽—葛洲壩電能應如何分配才能使全系統運行費最小。這是一種使三峽—葛洲壩電能盡量被吸納的最優能源利用方案。該方案僅在三峽—葛洲壩送各大區聯絡線上,按規定的分電比例,設日電量約束和功率上限約束(未加至各省(市)聯絡線上的電量約束)。以2005年夏季(8月)豐水期、平水年為例,說明三峽—葛洲壩應采取的送電方式(其他年份汛期情況與此相似,非汛期情況另文介紹)。屆時,三峽已裝機12臺700MW,為圍堰發電期,上游水位135m。三峽日平均入庫流量35336m3ös,大于滿發過水能力,故有正常棄水。各省(市)的負荷水平如表1所示。
計算結果如下:
a.三峽—葛洲壩發電情況
規定2005年三峽送電比例為:送華東、廣東各1ö2,不送華中。三峽至華東的二回直流輸電線功率上限共4200MW,至廣東一回直流為3000MW。計算結果:三峽電站和葛洲壩電站全日滿發,三峽最大出力6217MW,葛洲壩最大出力2470MW。三峽送華東基荷217MW,77.20GW·h;送廣東基荷3000MW,72.0GW·h;不送華中。假設葛洲壩可送華東1ö3,結果葛洲壩峰荷多送華東,低谷多送華中,形成對華中反調峰900MW的現象,如表2所示。
由于華東負荷緊張、電源不足,燃(油、氣)機擔峰荷成本高(假設燃機燃料費相當于煤價的2倍及以上),故華東峰荷邊際成本遠高于華中,吸收能力強,輸電能力又允許,故在三峽送華東基荷的同時,葛洲壩為華東調峰(900MW),為華中反調峰(-900MW,7h),相當華中為華東調峰900MW。
b.華東受電情況
華東各省(市)受三峽梯級的電量比例如表3“基本方案”欄所示。
由表3可以看出,向浙江送電最多,這是因為預測浙江年最大負荷增長最快(10%),增建電源相對較少,有少量水電調峰,峰、谷均需三峽送電。上海峰荷短缺較多。故計算結果是:三峽高峰大多送上海、江蘇、浙江;低谷送浙江較多;不送安徽(分電比例僅為0.2%)。
各省(市)的最大(時段)邊際成本如表3“基本方案”欄所示,說明優化調度結果是各省(市)最大邊際成本接近(0.3元ö(kW·h)～0.4元ö(kW·h),相當于燃機成本)。安徽的最大邊際成本僅為0.155元ö(kW·h),故基本不需受電(直屬廠無負荷,表中未示出)。
c.華中受電情況
華中水電豐富,有多座大中型水電站,其調峰能力很強。8月份江南水系的主汛期剛過,加之河南火電煤價較低,調峰能力較強,因而,華中低谷可吸收葛洲壩較多的電力,由自己的水、火電調峰。這樣,就形成了華中可以為華東調峰的局面。
這種情況不但會在汛期出現,在圍堰發電期的非汛期,三峽裝機不足,全日滿發時同樣會發生(水庫水位保持135m不變)。不同的是,非汛期允許三峽向華中送電44%(送華東40%、廣東16%)。這樣,三峽可為華東、廣東提供需要的調峰容量(峰多谷少),低谷大多送華中,即三峽對華中反調峰;葛洲壩可按基荷送華中、華東。
以上是未計入三峽—葛洲壩梯級水電站發輸電成本的理想的最優能源分配情況,實現過程中需采用電價的杠桿和經濟補償政策。若考慮三峽發輸電成本和長期能源最優配置的需要(引入容量電價)等,也不困難。
3減少允許啟停機組方案
在基本方案的基礎上,受端減少允許啟停機組臺數,改變運行方式,結果是:
a.優化后,由于設定的允許啟停機組(200MW及以下)臺數減少,小機組可能全日停運或全日運行,總啟停費減少,故全系統總運行成本比基本方案減少了1.15%。
b.三峽送華中、華東的日電量、峰谷差(有反調峰)的情況不變,但由于受端啟停機組數減少,調峰能力不足,葛洲壩或其他水電站可能低谷棄水,即所謂“棄水調峰”。棄水電量約1.11GW·h。
4加送省(市)日電量約束方案
在上述基本方案的基礎上,增加三峽向各省(市)送電線上的日交易電量約束。例如,華東各省(市)的分電量比例(如表3“加省(市)約束方案”欄所示)為:上海40%,浙江23%,江蘇28%,安徽9%,不送華中。結果是:
a.華東運行成本比基本方案增加1.9%。這是由于缺電的浙江受電量比基本方案減少,江蘇、上海、安徽受電量增加,總體上不如不加此約束時經濟。
b.各省(市)最大邊際成本間的差距加大。這是由于受電減少的浙江燃(油、氣)機多發,邊際成本提高;江蘇受電增加,邊際成本降低。因此,省(市)間分電比例宜根據當時的負荷需求和電源情況做一些調整,或由市場調節。
這里的邊際成本是對應于負荷平衡方程的影子價格(根據優化理論,對應于每個約束條件均有一個邊際成本,又稱影子價格(或對偶變量),它們都有相應的經濟意義),為單位負荷變化引起的最優總成本的變化量。它的大小反映了與目標函數有關的各省(市)的負荷需求、電源結構容量和燃料成本等情況。因此,在電力市場中,研究各地區的邊際成本或邊際電價,對決定三峽電價十分重要(若目標中含有固定成本,也有類似的意義)。
5計入三峽電價的方案
由大系統理論,第2節基本方案中各省(市)子系統的最優解即為市場競爭中當時條件下各省(市)可獲得的收益最大解(即平衡解),其邊際成本即對應全系統可接受的報價。設三峽每日一個價(豐水期,按燃料成本計算):送華東0.18元ö(kW·h),送華中0.09元ö(kW·h),其他條件同基本方案。結果如表4所示。
由于送華東的電價低于其基礎方案的高峰邊際成本(0.365元ö(kW·h)),而高于其低谷邊際成本(0.098元ö(kW·h)),故華東高峰最大受電功率與表2相同,低谷受電減少。華中則由于三峽定價比基本方案中湖北、湖南、江西的最小時段邊際成本還低,故吸收三峽—葛洲壩的電能不變。于是,三峽、葛洲壩因送華東的低谷電能賣不出去而棄水,結果總輸出電量有所減少。若調整三峽電價為分時段電價,與各省邊際成本(或電價)相適應,則可避免這種非正常棄水發生。
6結論
本文提出了三峽電力市場的優化調度模型和算法,并利用所開發的系統對2003年～2007年的市場情況進行了大量分析計算,得到一些有益的結論:
a.只考慮大區間的分電量比例約束,送各省(市)的交易電量不加限制,可得到理想的經濟分配情況。這時,同一大區內各省(市)的邊際成本相近(不受電省(市)的邊際成本小于此值)。
b.若對送各省(市)交易電量加分電比例約束,全系統總運行成本增加,各省(市)之間邊際成本差距加大。因此,在長期規劃的框架下,近期省(市)間分電比例按負荷及電源情況做一些調整,或由市場調節為好。
c.若新建機組按計劃投運,三峽定價合適,各省(市)基本可以吸納三峽電力,僅5月～6月間江南水系與長江干流水系豐水有重疊時,可能有少量低谷(為調峰)棄水。建議在華中增建抽水蓄能電站,豐水時吸收水電低谷電力,高峰向廣東或華東送電,從而大大提高全系統的調峰能力(抽水蓄能機組的調峰能力接近容量的2倍)。一方面,可消除棄水調峰現象;另一方面,一定比例的抽水蓄能電站作為事故備用,對提高系統運行的安全、可靠性十分必要。超級秘書網
d.各省(市)的運行方式,如備用、啟停、調峰能力等會影響對三峽的受電能力,嚴重時引起棄水。
e.三峽電價會影響能源的合理利用,應對不同地區、季節、時段采用不同電價,并盡量與各省(市)邊際電價相適應。尤其在汛期,為實現對華中的反調峰,價格的商定和經濟政策的配套十分重要。同時,也證明了所提出的三峽電力市場優化調度模型和算法是有效的,為巨型多級電力系統的優化計算方法找到了一個可行的途徑。所開發的三峽電力市場優化調度軟件在進行特大型跨區電力系統優化調度和交易計劃計算方面有很大潛力,可用于市場定價、交易決策、分電方案、調峰方式、棄水調峰等問題的研究,簡化后也可用于日前交易計劃。
關鍵字：電改 售電側放開 電力交易
中圖分類號：TM- 9 文獻標識碼：A
一、引言
2015年3月15日，國務院下發了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》的9號文（簡稱“9號文”），明確了的新一輪電改將在“放開兩頭，管住中間”的思路下構建真正有效的電力市場機制。售電側改革被認為是本輪電改新方案的最大亮點，是“構建有效競爭的市場結構和市場體系”的重要環節。售電側改革作為“兩頭”之一，在整個電力體制改革中有著舉足輕重的地位，其是否成功將決定新一輪電力體制改革的成敗。而電力交易機構中心樞紐功能的發揮對于新型售電主體能否最終進入售電側市場、能否有效開展售電業務、能否真正形成競爭性市場等方面起著重要的作用。
二、實施背景分析
（一）新電改要求售電側放開
售電側放開對國家電網公司的影響較大，一是，企業的功能發生根本性轉變。二是，企業的盈利模式發生根本改變，電網企業運營模式不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源，而是按照政府核定的輸配電價收取過網費。三是，企業交易模式發生根本性變化，由電力企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構的獨立運行，承擔交易平臺建設、運營和管理等。四是，業務重點發生根本性轉變，主要現在電網規劃更多由政府主導、電網運行的操作模式更為復雜、電力營銷競爭性加劇、電力交易主體增多等。五是，管理重心發生轉移，盈利導向轉為成本導向、降本增效成為重點。
（二）售電側放開對電力市場交易提出的新要求
售電側放開在對國家電網公司產生較大影響的同時，也對電力市場交易提出了更多新要求，如面對大量涌入的售電主體，必然改變原有的市場成員管理模式，需要重新設計優化電力交易業務，需要將由電力企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構的獨立運行，共筑公平競爭和諧有序的交易局面。
三、研究內容
（一）電力交易業務的更新設計
1.電力交易業務變化重點分析
經過深入對比分析，新電改后電力交易機構的業務將發生較大變化。市場構成由原來的單一中長期市場轉變成中長期市場和現貨市場。市場模式由原來的分散式轉變成分散式和集中式兩種模式。市場體系由原來兩家大電網公司各自分級管理轉變成為區域和省（區、市）電力市場，市場之間不分級別。新業務需要支撐多種類型的市場成員及其多種交易需求；新業務需要支撐雙邊協商、集中競價、掛牌等多種交易方式；新業務需要支撐電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易、輔助服務交易等多種交易；新業務需要支撐多種交易計劃的編制（包括月度、日前、日內等）；新業務需要支撐多種交易合同的編制與簽訂；新業務需要支撐面向多元主體的交易結算；新業務需要支撐各類交易主體相關信息的。
2.業務更新設計
根據售電側放開對省級電力市場交易的新要求和省級電力交易機構自身定位，勾勒國家電網公司省級電力交易機構業務藍圖。主要分為核心業務和支撐業務，其中核心業務包括市場成員管理、交易組織、交易合同、交易計劃、交易結算、信息；支撐業務包括電力交易平臺、電力電量平衡分析、市場評估分析、服務窗口管理、市場建設與規則編制、風險防控等業務。電力交易機構業務藍圖見圖1。
（二）構建相對獨立的電力交易機構
1.功能定位變化分析
改革后電力交易機構作為一個相對獨立的機構（國家電網子公司或分公司形式）不以營利為目的，在政府監管下為市場主體提供規范公開透明的電力交易服務。交易機構主要負責市場主體注冊和相應管理、市場交易平臺的建設、運營和管理，其中包括市場運營分析、披露和市場信息、提供結算依據和匯總電力用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同。
2.構建相對獨立的電力交易機構
（1）確定組織形式
《關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》中明確電力交易機構組織形式為電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制、會員制等三種組織形式。電力商品的特殊屬性決定了交易機構與電網經營企業存在著天然的聯系，電力交易機構與調度中心之間須密切配合，因此建議采用電網企業子公司的組織形式。電網經營企業子公司的組織形式具有組建相對容易、運營成本較低、確保中立和降低交易成本，加快改革進程等諸多優勢。
（2）組織機構建設
交易機構的功能定位，決定其基本職能、機構、編制、財務等在第一時間應是完整而獨立的，同時政府賦予其行業公共機構的屬性，并擁有干部人事管理權。但是交易機構的相關業務專業性較強，一方面要求具備深厚的電力專業知識，另一方面要求具備現貨市場、期貨市場等市場交易的相關知識并擁有豐富的經驗，同時要求掌握一定的數理統計技能。該類人才目前市場上較少，主要集中在原有的電力交易中心，因此建議以電網企業現有人員為基礎，完成機構的組織建設工作。對于一般人員的短缺，可根據業務發展需要進行公開選聘，擇優錄取；對于高級管理人員的短缺，則需要由市場管理委員會推薦，并按組織程序完成聘任流程，杜絕，以保證各方利益。
關鍵詞：南方電網；西電東送；電量預測
Abstract: Guangdong power grid is an important part of South China power grid, and only by participating in the trans-provincial power trades, the gird can make full use the potential benefits of eastern and western resources. Based on the current situations of the trans-provincial power trade, the paper explores the problems to be solved and proposes the power forecasting trend and factors .It is believed that the paper can provide beneficial reference for power trade.
Keywords: South China power grid; west to east; power forecasting
中圖分類號：TU74文獻標識碼：A 文章編號：
0 引言
西電東送作為西部大開發的重大項目之一，其目的在于優化區域資源配置，促進東西部協調發展，實現雙方共贏。文獻[1]提出了跨區跨省電力交易的總體思路、交易機制、交易模式。文獻[2]探討了三峽電力市場的競爭模式，對交易的商品、方式和機構進行了分析，提出了適合三峽電力市場的批發交易模式。文獻[3]介紹了南方電力市場西電東送雙邊交易模式及電價形成機制。在此背景下，本文旨在分析 “十一五”西電東送交易現存問題、預測西電電量及其影響因素，保證“十二五”西電東送的順利開展。
1 南方電網西電東送跨省交易現狀
1.1 “十一五”南方電網發展現狀
南方五省區資源分布和經濟社會發展水平不均衡，83%的水電資源和95%以上的煤炭儲量集中分布在云南和貴州兩省，而東部廣東省經濟總量約占區域總量的70%，用電量約占區域總量的60%，成為資源匱乏區。
截止2010年底，南方電網西電東送通道已覆蓋廣東、廣西、云南、貴州及海南五省（區），并與香港、澳門相連，東西跨度近2000公里，電源裝機總容量已達到16943萬千瓦，500kV輸電線路29181km，現已形成“八交五直”13條500kV及以上的大通道，其最大輸送能力達到2415萬千瓦，為2002年底南方電網公司剛成立的6.6倍，輸送電量為1117 億千瓦時。
1.2“十一五”跨省交易現狀
目前，南方電網跨省交易的主要特征是余缺調劑，規模偏小，市場不穩定，以云南富余水電跨省消納為主，以短期、臨時交易為輔
“十一五”期間，西電送廣東電量年均增長18.2%，最大電力年均增長16.2%，均遠高于“十一五”期間全省全社會用電量年均增長約8%、用電最高負荷年均增長約10%的增長速度。
1.3 “十二五”交易機制
“十二五”期間，南方電網西電東送交易模式可分為政府主導框架協議及企業自主交易兩類；也可分為長期、中長期、短期及臨時交易4種類型。計劃交易分為政府框架協議、中長期協議（五年）和年度合同三個層次落實。購售電省（區）政府根據國家“西電東送”總體規劃及本省（區）電力發展規劃簽訂5年及以上政府框架協議，其中約定每年豐枯季節的最大電力、電量等內容。
1.4 電價結構
2002年以來，上網電價、輸電價格及線損標準統一由國家發改委制定。“十一五”期間，國家發改委多次提高西電送粵電價，截止2010年，廣東平均上網電價為52.9分/千瓦時，西電平均落地價格為45.7分/千瓦時（含輸電和線損電價），年可節約電力成本為7.55萬元，盡管西電送廣東的平均落地電價逐年提高，但仍低于廣東平均上網電價，西電平抑廣東電價的效果十分明顯，使廣東省受益。
圖12010年西部送電省份落地電價及其組成部分
2分析現存問題與建議
目前，西電東送主要通過各省政府與南方電網公司簽訂中長期框架協議和年度購售電合同以保障西電東送的順利實施。由于交易機制不完善、條款約束力度不夠及考核機制缺乏有效性等原因[6]，針對實施過程中存在的上述問題，提出建議如下：
1、發揮廣東省主導性，增強省間政府的協調力度
“十一五”期間，年度合同電量分解由南方電網公司執行，造成與政府協商被動及計劃變動的隨意性。為保障協議的有效落實，建議在框架協議中確定年度計劃分解機制。
2、合理控制西電送粵的增長規模
考慮到高比例的西電對廣東省電網安全的沖擊性，如電流諧波沖擊、聯絡線故障以及嚴重自然災害等，均影響廣東省電力供應的安全可靠性；西部經濟發展、能源供應等問題將制約西電東送的后期保障能力。因此建議“十二五”西電規模應嚴格控制在廣東省全社會用電量的一定比例內。
3、完善西電固定電量及浮動電量的比例
為進一步完善西電東送交易規則，建議以省間框架協議為基礎，做好“十二五”期間各省電力平衡及電源規劃，固定電量為長期框架協議簽訂電量，浮動電量用以確保電力需求、水情氣候等因素造成的預測偏差量。
3 西電電量預測分析
3.1 灰色預測
對西電電量的發展趨勢的研究很多，主要集中于兩種方式：一是利用現有的數據，結合自我知識背景和現實國情的主觀分析方法，是最常見、最廣泛的一種方法。二是利用相關數據序列，建立動態模型對西電送粵電量的趨勢進行預測。本文分別應用Verhulst模型對電量進行分析預測。
灰色系統預測模型對樣本數據分布無特殊要求，在解決“小樣本”、“貧信息”的不確定性問題時具有顯著優勢。因此，對于非單調的擺動發展序列或有飽和的S形序列，則考慮Verhulst模型。
圖2實際西電比重與Verhulst模型預測比重的對比圖
4 結論
利用灰色系統方法為電量預測提供了一種定量決策方法，此模型最大優點是可以用較少的數據量進行較為精確的預測。
從預測結果來看，隨著社會經濟的快速發展，西電電量比例已越來越成為廣東省經濟發展的戰略目標。因此，盡早開展西電電量預報業務體系，可為廣東省經濟發展以及資源的優化配置和可持續利用提供強有力的技術支撐和保障。
參考文獻:
張森林, 張堯, 陳皓勇等, 大用戶參與電力市場雙邊交易的一種新模式[J]. 華東電力, 2010, 38(1): 6-10.
張森林, 屈少青, 陳皓勇等. 大用戶直購電雙邊交易最新進展情況. 華東電力, 2010, 38(5): 651-654.
張森林, 張堯, 陳皓勇. 大用戶直購電國內外交易實踐及成功經驗[J]. 華東電力, 2009, 37(6):993-998.
為了使業內人士了解國家電網公司下一步解決電力短缺的相關措施，近日本刊記者采訪了國家電網公司相關負責人，該負責人詳細分析了目前電力短缺的原因，并提出了解決問題的思路。
電力短缺
2004年我國再次出現缺電。由于經濟較快地發展帶動了用電高速增長，2004年前三個季度全社會用電量是15713億千瓦時，同比增長17.2％，其中第一產業增長1.9％，第二產業增長16.44%，第三產業增長16.1％，城鄉居民生活增長9.05％。
宏觀調控措施對整個用電需求產生了很大影響。全社會的用電量增長速度從2004年5月份開始呈逐月下滑趨勢；高耗電行業用電增長高位回落，宏觀調控影響已逐步顯現；從趨勢來看，電力短缺出現了一定的緩和。
目前用電增長的地區布局不均衡。全國各地區用電均達到兩位數增長。另外由于受供電形勢持續緊張的影響，華東和廊坊等地用電都超過了15％。
就工業來講，缺電加劇。2004年前三季度，全國新增裝機容量超過2470萬千瓦，同比增長12％。在歷史上這也是非常快的。這些新增裝機主要分布在華東、華中、華北和南方地區。全國電力生產保持較快增長，水電發電量略有增長。1～9月份發電量同比增長15.18％，火電發電量同比增長14.85％，水電增長16.2％。但是扣除三峽發電的因素，全國水電僅增長2.82％，也就是說今年水電仍屬于枯水年。
發電設備利用小時數繼續提高。全國發電設備累計平均利用小時為4068小時，增長160小時。火電設備平均利用小時達4504小時，增長223小時，預計全年火電設備平均利用小時數有望突破6000小時。另外一個特點十分顯著，全國跨區、跨省送電大幅增加，累計跨區送電1616.6億千瓦時，同比增長28.44％，區域間電量交換415億千瓦時，增長107.3％，區域內省際間電量交換1202億千瓦時，增長13.64％。
問題癥結
目前全國電力供需形勢更為嚴峻，短缺更為嚴重。從以下三個方面可以看出，范圍進一步擴大，先后共有24個省級電網，其中有25個省市出現拉閘限電。天津6月開始拉閘限電。7月下旬北京也出現限電；第二缺電程度加深，缺電總量達3500萬千瓦左右；第三缺電時間拉長，一、二、三季度中出現拉閘限電的省級電網分別為24、24和23個。特別是山西、內蒙西部、江蘇、浙江、河北南部等五個地區由于供應能力嚴重不足，已經出現持續性缺電特征。
首先，從供應方來看，主要是有效供應不足，是隨機性因素增加所帶來的。表現在各方面，第一，由于電力供應總量不足，“九五”后三年開工規模過低，盡管這些年裝機新增投產逐年增加，還是不能滿足電力需求。電力總量還是增加的。
第二，從2001年開始電煤的供應逐年緊張，電煤的用量很大，造成大量的燃煤電組停機。1～8月國家電網公司經營區域內缺煤停機共計212臺次，累計4280萬千瓦，同時煤炭庫存長期運行在低位，造成煤炭價格一路攀升，煤炭運輸持續緊張。
第三個因素是持續高溫并處于偏枯年份，增加了隨機性缺電，增加隨機性負荷與減少供應能力。
第四，電網建設滯后，局部電網結構薄弱，存在輸配電卡脖子問題，加劇了部分地區的電力供應緊張程度。另外，由于長期的缺電，造成機組臨時停機檢修增加。
第五，從需求側來看，我國正處于重化工業階段，經濟快速增長，帶動用電量全面高漲。特別在這個階段，由于我們國家經濟增長屬于粗放型的模式，有一些高耗電、高耗能的企業快速擴張，使我們有效的電力供應難支撐經濟的大發展。
另一個方面，由于電價的調控不及時、不到位，20世紀末出臺的優惠電價，與供需變化不同步，使差別電價落實阻力重重。更深層次的原因是，對電力先行和如何在電力改革中落實科學發展觀認識不夠。
突破重圍
今年是電力供需最為緊張的一年，第三季度的結束，標志著今年最為緊張的時期已經過去。我們預計今年用電增長將繼續保持在14.5％左右。投產規模超過4000萬千瓦，缺電約3500萬千瓦左右。第四季度仍然偏緊，缺口超過1100萬千瓦，主要集中在華東、華北、南方等地區。明年的供電形勢有所緩解，但是仍然總體緊張。明年的需求主要取決于明年經濟增長幅度，特別是高耗能行業的擴展速度，我們擔心明年的需求大概在10％～14％之間，投產規模要比今年多，估計在6000萬千瓦左右。缺口要比今年略為減少，大概在2000萬千瓦～2500萬千瓦，明年電力供應最關鍵的因素是，電煤的供應是否能夠得到保證。
2006年國家宏觀調控基本到位，電力供應可望總體平衡，局部地區仍然緊張。用電增長8％～12％之間，投產規模超過7600萬千瓦，實現2006年目標的關鍵因素有兩個：電煤是否能夠得到保證；電網制約造成局部限電能否解決。預計2007年能夠實現基本平衡，預計增長6％～9％，投產規模超過5000萬千瓦，制約因素仍然是電煤供應和電網制約。
為了解決近期和長期的問題，我們需要關注和著力解決以下幾個問題：
首先要加強協調并增加煤炭供應，以緩解運輸緊張，確保電煤供應。能否實現2005年、2006年電力供應的緩解和2007年的供需平衡，電煤的充足供應是首要的前提。建議國家加大煤炭的勘測力度，加快建設大中型和大型的礦井，加快鐵路專線建設進度，合理增加現有產能，控制煤炭出口，增加電煤供應總量，盡快建立煤電價格連動機制。
第二，要高度重視電網和電源投資失衡問題，建立電網良性發展機制。電網建設滯后效應可能在2006和2007年凸顯出來，在電源供應總量滿足需要的基礎上，也可能因為電網滯后造成局部地區繼續拉閘限電。從發展來看，要確保電廠送出電和為競爭性電力市場奠定基礎，電網投資應占行業投資的50％左右，電網滯后的表面原因是資本金不足，根本原因是沒有獨立出臺合理的電網環節電價，所以造成電網收益嚴重偏低。
第三，建議建立電力安全危機管理機制，確保電網運行安全。缺電時期是電網安全事故多發期，繼續做好應急預案。要堅持統一規劃、統一調度和公正交易。確保合理備用，合理安排機組檢修，確保機組健康水平。
第四，充分發揮價格調控作用，進一步加強需求側管理，推進節能節電。加快落實國家出臺的差別電價政策，來抑制低效需求。這不僅是緩解缺電，更是節約資源的重要手段，常抓不懈，更主要用經濟手段。大力推動節能節電，提高能源利用效率。
